MECANICA DE FLUIDOS CAPITULO PRESIONDescripción completa
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presion osmotica y presion oncotica
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Presion hidrostatica
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Descripción: FISICA
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Descripción: Presión capilar aplicado al crudo
Pura Jheaninne Montaño Cuellar S 2363- 9
PEGA DE TUBERÍA POR PRESIÓN DIFERENCIAL”
“
INTRODUCCIÓN El siguiente problema de tubería pegada consiste en dar una solución por los dos caminos posibles que son
Disminuyendo el área de pega
Reduciendo la diferencial de presión
Para ello se procederá al desarrollo de conceptos básicos y necesarios para el desarrollo del trabajo. Definición de la pega de la tubería:
Cuando la sarta de perforación no puede moverse libremente hacia arriba o hacia abajo o rotar de la forma como el perforador desea.
La pegadura puede ocurrir mientras se perfora, en conexiones, registrando, probando, repasando, re-perforando o durante cualquier tipo de operación.
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Condiciones para la pega de la tubería:
Perforar rápido sin buena limpieza.
No vigilar y controlar adecuadamente el torque y arrastre.
Perforación de pozos de alto ángulo.
Deficiente planeación, diseño y ejecución de la perforación.
Diseño inadecuado del equipo de perforación.
Uso de sartas súper empacadas o de alta rigidez.
Diseño o condiciones inapropiadas del fluido de perforación.
Mecanismos de pega:
Inducida por sólidos
Diferencial
Mecánica y geometría del pozo
Acciones preventivas generales
Programa de limpieza del agujero.
Control continúo de torques y de arraste.
Aplicación de parámetros adecuados de perforación.
Análisis continúo de los recortes de perforación.
Planificación y control de la trayectoria del pozo.
Diseño adecuado de BHA´s.
Programas adecuados de fluidos de perforación.
Movimiento continúo de la sarta de perforación.
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Conexiones rápidas y seguras.
PEGA POR PRESIÓN DIFERENCIAL Condiciones para la Pega por Presión Diferencial: 1. Alto sobre balance de presión dentro del pozo. • Elevado peso del lodo en el agujero y baja presión de formación . 2. Zona permeable de baja presión expuesta en el agujero. 3. Enjarre de alto espesor formado sobre la zona permeable. 4. Sarta de perforación estacionaria o con movimiento lento. 5. Gran área de contacto entre la superficie de la sarta y las paredes del agujero.
Causas:
Alto sobrebalance aplicado a una zona en donde la tubería tiene área de contacto con las paredes.
La sarta de perforación está en contacto con una zona permeable
Cuando el movimiento se detiene, con la tubería estática, se desarrolla un enjarre estático.
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Ocurrencia: • Cuando la sarta se encuentra estática o con muy poco movimiento • Cuando hay contacto entre la tubería y la pared del pozo • Cuando existe un sobrebalance a través de una formación permeable • En un enjarre grueso o una cama de recortes
Alarmas en el Equipo – (indicadores de pega diferencial): • La circulación no se restringe en ningún momento • Ocurre después de un tiempo sin mover la sarta: “surveys”, conexión, reparación • Se experimenta arrastre al comenzar a mover la sarta.
Acciones Preventivas:
Diseño de Pozo • Optimizar las profundidades de asentamiento del revestimiento para minimizar el sobrebalance a través de las zonas de pegadura potenciales. • Diseñar un adecuado sobrebalance para mantener la estabilidad d e agujero y control del pozo Lodo. • Usar lodo base aceite en donde sea posible. Mantener la pérdida de filtrado al mínimo valor. • Utilizar agentes de puenteo del tamaño apropiado para sellar las formaciones permeables o depletadas (CaCO3, asfaltos/gilsonita, etc). • Mantener una baja concentración de Sólidos de Baja Densidad. Mantener los geles bajos.
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Operaciones
MANTENER EN MOVIMIENTO LA TUBERIA. Planear minimizar el tiempo muerto que requiera tener la tubería estática (conexiones, “surveys”, reparaciones menores, etc.).
Considerar rotar la tubería durante la perforación, viajes y conexiones mientras el BHA se encuentra en zonas de alto riesgo.
Acciones Preventivas: Contacto con el Pozo • Minimizar la longitud del BHA cuando sea posible • Maximizar la centralización del BHA. Usar “drill collars” y HWDPs espirales • Usar materiales de puenteo en el sistema de lodo
Conocimiento de la cuadrilla • Todo el personal en el campo deberá de estar enterado de las profundidades de las formaciones permeables y estimar el sobrebalance de estas zonas
Advertencias del Pozo: • Incremento de arrastre en conexiones y después de tomar “surveys” • Circulación total, sin restricción • Alto sobrebalance contra la formación • Pérdidas de fluido, continuas o pr ogresivas
OBJETIVOS Aplicar los diferentes métodos para liberar una tubería pegada por presión diferencial.
DESARROLLO
Pura Jheaninne Montaño Cuellar S 2363- 9
CONCLUSIÓN Tensionar la herramienta hasta liberarla de la pega, no funciona en el ejercicio realizado ya que tenemos un dril pipe con una tensión de 787000 lb y sin embargo la fuerza de pega que tenemos es 2447766 lb, por lo cual si llegaramos a tensionar la herramienta para liberarla de la pega llegaríamos a ocasionar el colapso del dril pipe; es por ello que en este ejercicio se optó por la aplicación del método de “Tubos en U” para poder disminuir la presión diferencial y por consiguiente liberar la herramienta de la pega.
